Ammonia as an Alternative to LNG

Abstract

Kostnadseffektiv dekarbonisering av den globale energiforsyningen blir stadig viktigere for å redusere de økende sosioøkonomiske kostnadene knyttet til klimaendringer. Denne masteroppgaven undersøker potensialet for å erstatte flytende naturgass (LNG) med blått ammoniakk produsert fra naturgass. Krigen i Ukraina har forverret globale bekymringer med tanke på energisikkerhet. Dette har ført til at diversifisering av energiforsyningen (for eksempel LNG-import fra flere leverandører i stedet for rørledninger fra Russland) har fått en betydelig interesse, noe som krever en omfattende analyse av økonomisk konkurranseevne, teknologisk gjennomførbarhet, og miljøimplikasjoner av disse energibærerne. Blått ammoniakk er lovende fordi den ikke slipper ut CO2 ved forbrenning og er lett å flytendegjøre som muliggjør internasjonal handel ved skipsfart.

Denne oppgaven presenterer en teknisk-økonomisk analyse av LNG- og ammoniakkverdikjeden fra produksjonsanlegg i USA til importterminaler i Tyskland. Dette oppnås ved å modellere fire scenarier i Aspen Plus: et enkelt mellomstort anlegg (1x) og et storskala anlegg skalert opp med ti parallelle enkle anlegg (10x), for LNG og ammoniakk hver. Strømningsraten til naturgass som går inn til 1x- og 10x-anleggene er satt til omtrent 1,5 GW og 15 GW, henholdsvis. LNG-anlegget er modellert ved prosessen med forkjøling ved bruk av propan og blandet kjølemiddel (C3MR), og ammoniakkanlegget er modellert ved bruk av prosessen med membranassistert auto-termisk reformering (MA-ATR). For begge energibærerne antas det at 1x-anlegget importerer elektrisitet fra nettet, mens 10x-anlegget har et internt kraftverk. En konsekvent metodikk er deretter brukt til å utføre uavhengige økonomiske vurderinger for produksjonsanleggene, eksport- og importterminalene, og skipsfarten ved hjelp av Standardized Economic Assessment (SEA) Tool. Denne evalueringsmetoden oppfordrer til en konsekvent og påitelig sammenligning av nøkkelindikatorene for hver energibærer.

Resultatene indikerer at selv om den endelige termiske effektiviteten for verdikjeden til ammoniakk er ∼30% lavere enn den for verdikjeden til LNG, oppnår ammoniakk økonomisk konkurranseevne mot LNG når fornuftige CO2-skatter blir implementert. Ammoniakk treffer kostnadsparitet mot LNG ved en CO2-skatt på $104,08/tonn for 1x-anlegget og $78,81/tonn for 10x-anlegget, når naturgass koster $2,5/GJ, og strømprisen er $60/MWh. Nivåjustert produksjonskostnad (LCOP) for 1x-anleggene resulterte i $12,78/GJ for LNG og $13,03/GJ for ammoniakk, noe som gjør ammoniakk 2% dyrere når CO2-prisen er på $100/tonn. I større operasjoner viser 10x-anlegg scenariene en LCOP på $11.35/GJ for LNG og $10.04/GJ for ammoniakk. Ammoniakkproduksjon krever mer strøm og kapital enn LNG-produksjon, og derfor tar ammoniakk-anlegget større nytte av skalafordeler og strømproduksjonen på stedet for 10x-anleggene enn LNG, og senker dermed kostnadene med 13%.

Av flere parametere som ble undersøkt i sensivitetsanalysen fremsto naturgass-prisen og kostnader knyttet til CO2-håndtering de viktigste for utsiktene til ammoniakk. Ammoniakk har en mye lavere termisk effektivitet ved produksjon enn LNG, og dette indikerer at billig naturgass er viktig. I tillegg kan potensialet for å bruke trykksatt CO2 til å forbedre olje- og gassutvinning (EOGR) sterkt påvirke og forbedre konkurranseevnen til ammoniakk. Derfor bør fremtidige ammoniakkproduksjonsanlegg være plassert i nærheten av lønnsomme olje- og gassoperasjoner slik at anlegget kan produktivt utnytte CO2-en.

Til tross for lovende utsikter ved å erstatte LNG med ammoniakk, krever dette skiftet betydelige forbedringer i infrastruktur, teknologi, og politiske initiativer. Det viktigste vil være å fokusere på å skape et marked for den ammoniakken som allerede blir produsert for dermed å stimulere aktivitetet i forsyningskjeder, distribusjonsnettverk, og danne en etterspørsel som kreves for å drive ned kostnadene via teknologisk innovasjon og storskala utbygginger. Tatt utfordringene i betraktning, vil en overgang til blått ammoniakk kunne ha utbredte implikasjoner for det fremtidige globale energisystemet, og dermed gi en kostnadseffektiv og sikker energiforsyning uten å redusere økonomiske utviklingsmuligheter for milliarder av mennesker globalt.

Cost-effective decarbonization of the global fuel supply is becoming increasingly important to mitigate the rising socioeconomic costs of climate change. Hence, this thesis investigates the potential of displacing liquefied natural gas (LNG) with blue ammonia produced from natural gas. With the recent Russia-Ukraine crisis aggravating global concerns over energy security, the diversification of fuel supply (e.g., LNG imports from multiple suppliers instead of pipelines from Russia) has gained substantial interest, necessitating a comprehensive analysis of the economic competitiveness, technological feasibility, and environmental implications of these energy carriers. Blue ammonia is promising because it releases no CO2 upon combustion and is easily liquefied for international trade via ship.

This research presents an in-depth techno-economic analysis of the LNG and ammonia value chain from production facilities in the United States to importing terminals in Germany. This is achieved by modeling four scenarios in Aspen Plus: medium (1x) and large-scale (10x) production facilities for LNG and ammonia each. Natural gas input to the 1x and 10x trains is set to approximately. 1.5 GW and 15 GW, respectively. The LNG plant is modeled using the propane precooling mixed refrigerant process (C3MR), and the ammonia plant is modeled using the advanced membrane-assisted auto-thermal reforming (MA-ATR) process. For both fuels, the 1x train is assumed to import electricity from the grid, whereas the 10x train generates electricity on-site. A consistent methodology is then employed to conduct independent economic assessments for the production plants, terminals, and shipping using the Standardized Economic Assessment (SEA) Tool. Utilizing this evaluation approach encourages a consistent and reliable comparison of the key performance indicators across the energy carriers.

The findings indicate that while the final thermal efficiency of the ammonia value chain is ∼30% lower than that of the LNG value chain, ammonia gains economic competitiveness against LNG when reasonable CO2 taxes are applied. Specifically, ammonia reaches cost-parity with LNG at a CO2 tax rate of $104.08/tonne for the 1x train and $78.81/tonne for the 10x train assuming natural gas prices at $2.5/GJ, and electricity at $60/MWh. The levelized cost of the product (LCOP) for the 1x train scenarios resulted in $12.78/GJ for LNG and $13.03/GJ for ammonia, making ammonia 2% more expensive at CO2 prices of $100/tonne. In larger-scale operations, the 10x train scenarios show an LCOP of $11.35/GJ for LNG and $10.04/GJ for ammonia. Ammonia production, being more capital- and electricity-intensive, benefits from the economies of scale and on-site power production of the 10x trains, thereby lowering costs by 13%.

Of numerous parameters investigated in the sensitivity analysis, natural gas and CO2 handling costs emerged as the most influential on the prospects of ammonia fuel. The lower efficiency of the ammonia value chain makes low-cost natural gas feedstock essential, whereas the potential of using the captured CO2 for enhanced oil and gas recovery (EOGR) can strongly improve competitiveness. Thus, future ammonia fuel plants should be sited close to low-cost oil and gas operations that can productively utilize the CO2 stream.

Despite these promising prospects of ammonia as a substitute for LNG, this transition demands substantial infrastructural, technological, and policy-level enhancements. Most importantly, a policy is needed to create a market for initially more expensive ammonia fuels, thereby stimulating the supply-side, distribution, and demand-side activity required to drive down costs via technological progress and scale. Despite the challenges, the shift towards blue ammonia could have far-reaching implications for the future global energy system, providing a cost-effective and secure fuel supply to mitigate climate change without jeopardizing the economic development prospects of billions of global citizens still living in poverty.